BR112019013997A2 - Suspensão multifásica em partículas aquosa, processos para recuperação aprimorada de petróleo e para o tratamento de um efluente de mineração, e, uso da suspensão multifásica. - Google Patents

Suspensão multifásica em partículas aquosa, processos para recuperação aprimorada de petróleo e para o tratamento de um efluente de mineração, e, uso da suspensão multifásica. Download PDF

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Abstract

a presente invenção refere-se a uma suspensão multifásica em partículas aquosa compreendendo um polímero solúvel em água e a um método de recuperação aprimorada de petróleo usando a referida suspensão. a invenção refere-se ainda ao uso da suspensão multifásica em uma operação de perfuração, fraturamento hidráulico e tratamento de efluentes de mineração.

Description

SUSPENSÃO MULTIFÁSICA EM PARTÍCULAS AQUOSA, PROCESSOS PARA RECUPERAÇÃO APRIMORADA DE PETRÓLEO E PARA O TRATAMENTO DE UM EFLUENTE DE MINERAÇÃO, E, USO DA SUSPENSÃO MULTIFÁSICA [001] A presente invenção refere-se a uma suspensão multifásica em partículas aquosa e ao seu uso nos campos técnicos de recuperação aprimorada de óleo em um depósito, fraturamento hidráulico, tratamento de efluentes de mineração e operações de perfuração em engenharia civil e em operações de petróleo e gás.
[002] A maioria dos campos de petróleo explorados atualmente amadureceu e, portanto, começou a declinar na sua produção ou está prestes a se desenvolver. O nível de recuperação para esses campos é atualmente da ordem de 15 a 35%, em média, em relação à quantidade inicial de petróleo. Portanto, eles oferecem um potencial de produção ainda mais considerável.
[003] De maneira geral, o petróleo bruto contido nos depósitos é recuperado em vários estágios.
[004] A produção resulta primeiro da energia natural dos fluidos e das rochas que se descomprimem. No final desta fase de esgotamento, a quantidade de petróleo recuperado na superfície é em média de 5 a 15% da reserva inicial. E, portanto, necessário, em um segundo estágio, empregar técnicas direcionadas ao aumento dos rendimentos de recuperação, mantendo a pressão no campo.
[005] O método mais frequente consiste em injetar água no depósito através de poços de injeção dedicados a esse fim. Isso é chamado de recuperação secundária. Esta segunda fase pára quando a razão água/óleo é muito alta, isto é, quando a quantidade de água na mistura produzida pelos poços produtores é muito alta. Este nível de recuperação secundário produz uma recuperação adicional da ordem de 10 a 20%.
[006] As outras técnicas que podem ser usadas juntas são chamadas
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2/25 de recuperação aprimorada de petróleo (EOR). Seu objetivo é recuperar entre 10 e 35% de petróleo adicional em relação à quantidade inicial de petróleo. Diversos tratamentos com ou sem calor são conhecidos sob o termo recuperação aprimorada de petróleo, tais como técnicas chamadas elétricas, miscíveis, vapor ou ainda químicas para melhorar a recuperação do petróleo remanescente (Ver “Oil & Gas Science and Technology” - IFP, vol. 63 (2008) No. 1, pp 9-19). Por “Petróleo” significa qualquer tipo de petróleo, isto é, petróleo leve e pesado, ou mesmo betuminoso.
[007] A presente invenção refere-se mais especificamente a recuperação aprimorada de petróleo quimicamente envolvendo a injeção contínua de uma composição fluida, também designada por fluido de injeção, contendo pelo menos um polímero solúvel em água, sendo a referida composição capaz de empurrar o petróleo para fora da rocha.
[008] Por “Petróleo” significa qualquer tipo de petróleo, isto é, petróleo leve e pesado, ou mesmo betuminoso. Um petróleo geralmente resulta da transformação natural de material orgânico e é composto por uma mistura de hidrocarbonetos. Na descrição do estado da técnica ou da invenção, os termos “petróleo” e “óleo” denotam o mesmo material, com a exceção de declarações sobre a composição de uma emulsão.
[009] A eficácia da lavagem por injeção de água é geralmente melhorada através da adição de polímeros solúveis em água. Os benefícios esperados e comprovados do uso de polímeros, através da “viscosificação” das águas injetadas, são a melhoria do fluxo e a redução do contraste de viscosidade entre os fluidos para controlar sua taxa de mobilidade no campo, para recuperar o petróleo de forma rápida e eficiente. Estes polímeros aumentam a viscosidade da água.
[0010] E do conhecimento do especialista na técnica que polímeros sintéticos solúveis em água, particularmente polímeros com uma base de acrilamida, são muito vantajosos para aumentar a viscosidade de soluções
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3/25 aquosas e são usados principalmente na recuperação aprimorada de petróleo. [0011] Geralmente, o fluido de injeção está na forma de uma solução na qual o polímero viscoso solúvel em água está completamente dissolvido.
[0012] Existem várias formas de polímeros solúveis em água: pó, solução, emulsão.
[0013] A forma em pó é a mais usada. O pó é dissolvido em água ou em salmoura antes de ser injetado no depósito. Esta etapa essencial requer equipamento adicional e um longo tempo de preparação. O pó é tradicionalmente preferido devido ao seu custo e estabilidade, e quando o projeto considerado não apresenta grandes restrições em termos de superfície ocupada, peso de carga ou transferência de produto em grandes distâncias.
[0014] A forma da solução contém polímero dissolvido em água. Não é muito usado porque não pode conter uma grande quantidade de polímero devido à viscosidade excessiva proporcionada pelo polímero. Geralmente, a concentração máxima de polímero é de cerca de 2 a 5% em peso, mas nunca excede 5%.
[0015] Na forma de emulsão, mais especificamente emulsão inversa (água em óleo), o polímero está em gotículas micrométricas hidrofílicas emulsificadas com auxílio de tensoativos em uma fase oleosa contínua. Geralmente, as emulsões inversas contêm entre 20 e 60% em peso de polímero. São particularmente usadas em projetos no mar, em plataformas offshore, uma vez que não necessitam de equipamentos pesados para reverter às emulsões e preparar o fluido de injeção, se necessário. Assim, elas permitem limitar a superfície ocupada e o peso e podem ser transferidas por longas distâncias por bombeamento.
[0016] O documento WO 2009/047480 descreve um fluido que pode compreender água do mar, um polímero do tipo hidroxietil celulose, polipropileno glicol, sal de NaCI e melamina (l,3,5-triazina-2,4,6-triamina). Este fluido compreende 0,75% em peso, ou menos, de um polímero do tipo
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4/25 hidroxietil celulose.
[0017] O documento WO 2016/051777 descreve composições usadas no campo da fraturamento hidráulico. Estas composições não compreendem mais de 0,1% em peso de polímero e não mais de 5% em peso de sal.
[0018] O documento WO 2011/100665 descreve uma composição espessante e o seu uso, por exemplo, no campo da recuperação de petróleo. Esta composição não compreende mais de 3% em peso de polímero solúvel em água e não mais de 2% em peso de sal.
[0019] O documento US2005/0239957 descreve um exemplo de produção de emulsão inversa e sugere o uso da mesmas na recuperação aprimorada de petróleo.
[0020] O documento WO2014/075964 também aborda a questão da estabilidade a longo prazo destas emulsões inversas, em particular sob condições de armazenamento em plataformas offshore. Para resolver o problema, é proposto o uso de outra forma de polímero: “Polímero de Dispersão Líquida” (LPD), obtido pela remoção de grande parte da água de uma emulsão inversa. A proporção de polímero destes “LPD” é, assim, de aproximadamente 50% em peso, e a presença de água é limitada a menos de 5% em peso, o restante geralmente sendo tensoativos e solventes orgânicos que compõem a fase oleosa da emulsão.
[0021] No entanto, sejam elas emulsões inversas ou Polímeros de Dispersão de Líquidos, elas contêm uma fase oleosa que é encontrada na forma de gotículas no fluido de injeção. Essas gotículas de óleo no fluido de injeção aquoso criam problemas de propagação na formação subterrânea e causam um fluxo multifásico que é muito mais complexo de dominar.
[0022] Documentos SPE 4369 “Emulsões óleo-em-água e suas propriedades de fluxo em meios porosos” e SPE 5859 “Fluxo de emulsões de óleo em água através de tubos e meios porosos” explicam por que e como as gotículas de óleo resultantes de emulsões inversas ou LDPs afetam
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5/25 negativamente a permeabilidade de formações subterrâneas.
[0023] Além dessas formas tradicionais, existe uma nova forma líquida contendo o polímero em forma de pó. O documento WO2016/069937 descreve uma composição polimérica compreendendo um polímero em forma de pó suspenso em um solvente com HLB superior a 8. Esta dispersão é anidra e de preferência contém tensoativos.
[0024] Contudo, a presença de solventes nestas composições levanta um problema de segurança durante o transporte e durante o manuseamento para preparar o fluido de injeção. Além disso, a presença destes solventes, especialmente os tensoativos, pode levantar problemas de compatibilidade com certos ingredientes do fluido de injeção aquoso, bem como problemas de propagação na formação subterrânea. Em particular, o solvente e os tensoativos podem interagir e formar gotículas que criam fluxos multifásicos complexos, como no uso de emulsões inversas.
[0025] A indústria do petróleo está procurando produtos e métodos mais simples para recuperação aprimorada de petróleo usando equipamentos mínimos e mais seguros usando produtos compatíveis, menos perigosos e que são fáceis de transferir de um local de armazenamento para outro, minimizando o tempo de preparação dos polímeros, a superfície ocupada, o peso total das instalações, e não criando problemas de propagação no reservatório.
[0026] O Requerente descobriu que é possível formular um polímero na forma de pó de modo a formar um líquido na forma de uma suspensão multifásica em partículas com uma concentração de polímero superior a 20% em peso sem um problema de viscosidade excessiva, com boa estabilidade, e utilizável sem a necessidade de equipamento específico para colocação em solução.
[0027] “Suspensão multifásica” refere-se a uma suspensão contendo pelo menos duas fases separadas, neste caso pelo menos uma fase aquosa e
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6/25 uma fase sólida.
[0028] A presente invenção refere-se, portanto, a uma suspensão multifásica em partículas aquosa compreendendo:
a 60% em peso de pelo menos um polímero solúvel em água na forma de partículas sólidas de tamanho médio compreendido entre 5 e 500 pm;
a 45% em peso de pelo menos um sal de metal alcalino e/ou pelo menos um sal de metal alcalino-terroso;
pelo menos um agente de viscosificação diferente do polímero solúvel em água;
pelo menos 10% em peso de água; e a referida suspensão com uma viscosidade de Brookfield compreendida entre 0,5 e 0,02 Pas (500 e 20.000 cps), e a referida suspensão tendo uma densidade compreendida entre
1,1 e 2 kg/1.
[0029] A viscosidade Brookfield é medida com um modelo LVT de dispositivo Brookfield, montado com um fuso LV, onde o fuso pode girar a uma taxa de 30 rpm, e onde a medição é vantajosamente conduzida a 20°C. Isto envolve medir a viscosidade da suspensão multifásica tal como definida de acordo com a invenção.
[0030] Um perito na técnica saberá adaptar não apenas o fuso (LV-1 a LV-4, por exemplo) do viscosímetro Brookfield, mas também a velocidade do fuso em função da viscosidade da suspensão multifásica.
[0031] Na descrição, essa viscosidade é chamada de viscosidade Brookfield.
[0032] A densidade é medida a 25°C, a uma pressão de 1 atm, isto é, 101,325 Pa.
[0033] A presente invenção também se refere a um processo para recuperação aprimorada de petróleo compreendendo as seguintes etapas:
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7/25 preparar um fluido de injeção misturando uma suspensão multifásica em partículas aquosa de acordo com a invenção, com água ou uma salmoura;
injetar o fluido de injeção para um reservatório, isto é, para uma formação subterrânea;
recuperar a mistura aquosa e oleosa e/ou gasosa, isto é, uma mistura contendo água e hidrocarbonetos.
[0034] De maneira preferida, o fluido de injeção contém menos sais do que a suspensão multifásica em partículas.
[0035] De maneira preferida, a suspensão multifásica em partículas não contém substancialmente solvente (s) e substancialmente nenhum tensoativo (s). De fato, conforme explicado anteriormente, a presença deles gera fluxos multifásicos muito mais complexos para dominar. Evidentemente, quando quantidades menores (menos de 1% em peso) de solvente estão presentes na suspensão multifásica em partícula, isto não é necessariamente problemático. No entanto, e de preferência, a suspensão multifásica em partículas não contém qualquer solvente.
[0036] De igual modo e de preferência, a suspensão multifásica em partículas não contém substancialmente nenhum tensoativo. Uma presença de tensoativo abaixo de 0,5% em peso, de preferência abaixo de 0,1% em peso, não será necessariamente problemática. No entanto, e de preferência, a suspensão multifásica em partículas não contém qualquer tensoativo.
[0037] De acordo com uma forma de realização preferida, a suspensão multifásica em partículas compreende entre 15 e 60% em peso de polímero solúvel em água, preferivelmente entre 20 e 45%, e mais preferivelmente entre 25 e 40%. Como já indicado, o polímero solúvel em água assume a forma de partículas sólidas na suspensão multifásica. O polímero solúvel em água não é solubilizado na suspensão multifásica.
[0038] Devido à elevada densidade das suspensões de acordo com a
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8/25 invenção, as suspensões contêm entre 300 e 750 kg de polímero ativo por m3 de suspensão, de preferência entre 400 e 750 kg/m3, mais preferivelmente entre 500 e 750 kg/m3. Isto provê uma vantagem técnica nos métodos em que as suspensões de acordo com a invenção são usadas, como por exemplo, a menor ocupação do volume de armazenamento do polímero.
[0039] De acordo com uma forma de realização preferida, o tamanho médio das partículas de polímero solúveis em água situa-se entre 10 pm e 400 pm, de preferência entre 50 pm e 200 pm. As partículas de polímero solúveis em água podem ter uma forma esférica padrão, como bolas, ou uma forma irregular.
[0040] O tamanho médio das partículas de polímero solúvel em água é o tamanho médio da maior dimensão, por exemplo, o diâmetro das partículas esféricas, medido com um dispositivo de medição a laser usando as técnicas convencionais que fazem parte do conhecimento de um especialista na técnica. Um dispositivo do tipo Mastersizer da Malvern Company, o MS2000, por exemplo, pode ser usado para esse fim. Este tipo de dispositivo permite medir, por difração a laser, a distribuição do tamanho de partícula das partículas no meio líquido ou na forma sólida, de preferência na suspensão multifásica.
[0041] O polímero solúvel em água pode ser um polímero natural, por exemplo, gomas xantanas, gomas guar ou outros compostos da família dos polissacarídeos, ou um polímero sintético ou semissintético. De preferência, o polímero solúvel em água é um polímero sintético.
[0042] Quando o polímero solúvel em água é um polímero sintético, é de preferência um polímero obtido a partir de pelo menos um monômero não iônico e/ou pelo menos um monômero aniônico e/ou pelo menos um monômero catiônico.
[0043] O monômero ou monômeros não iônicos que podem ser usados no âmbito da invenção podem ser escolhidos, em particular, no grupo
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9/25 compreendendo monômeros vinílicos solúveis em água. Monômeros preferidos pertencentes a esta classe são acrilamida, metacrilamida, Nisopropilacrilamida, Ν,Ν-dimetilacrilamida e N-metilolacrilamida. Igualmente, também é possível usar N-vinilformamida, N-vinil acetamida, Nvinilpiridina e N-vinilpirrolidona, acriloil morfolina (ACMO) e diacetona acrilamida. Um monômero não iônico preferido é acrilamida.
[0044] O monômero ou monômeros aniônicos são preferivelmente escolhidos de entre ácido acrílico, ácido metacrílico, ácido itacônico, ácido maleico, ácido 2-acrilamido-2-metilpropano sulfônico (ATBS), ácido vinilsulfônico, ácido vinilfosfônico, o referido monômero aniônico sendo não salificado, parcialmente ou totalmente salificado, e os sais de metacrilato de
3-sulfopropila.
[0045] O monômero ou monômeros catiônicos que podem ser usados no âmbito da invenção podem ser escolhidos entre monômeros do tipo acrilamida, acrílico, vinílico, alílico ou maleico, possuindo uma função de amônio quaternário. Pode ser feita menção, em particular e de forma não limitativa, o acrilato de dimetilaminoetila (ADAME) quatemizado, o metacrilato de dimetilaminoetila (MADAME) quatemizado, cloreto de dimetildialilamônio (DADMAC), cloreto de acrilamida propiltrimetilamônio (APTAC) e cloreto de metacrilamida propiltrimetil amônio (MAPTAC).
[0046] De acordo com certas formas de realização, além dos monômeros acima, o copolímero (s) solúvel em água pode também compreender um ou vários monômeros hidrofóbicos. Os documentos W02005/100423 e WO2013/15003 exemplificam monômeros hidrofóbicos adequados e vantajosos.
[0047] O polímero solúvel em água é de preferência um polímero aniônico à base de acrilamida, preferivelmente um copolímero de acrilamida e ácido terciário butil sulfônico e acrilamida (ATBS) opcionalmente parcialmente pós hidrolisado, mais preferivelmente um terpolímero de
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10/25 acrilamida, ácido acrílico e ácido terciário butil sulfônico e acrilamida (ATBS).
[0048] O polímero solúvel em água de preferência contém entre 10% e 50% em mol de monômero (s) aniônico (s), mais preferivelmente entre 25% e 40% em mol.
[0049] O polímero solúvel em água de preferência contém entre 1 % e 10% mol de ATBS.
[0050] De um modo preferido, o polímero solúvel em água contém apenas unidades monoméricas aniônicas e não iônicas. Por outras palavras, é preferivelmente obtido de pelo menos um tipo de monômero aniônico e pelo menos um tipo de monômero não iônico.
[0051] O polímero solúvel em água pode ainda ser estruturado por pelo menos um agente de estrutura, que pode ser escolhido do grupo compreendendo monômeros de polietileno insaturado (tendo pelo menos duas funções insaturadas), tais como, por exemplo, as funções vinílicas, alílicas, acrílicas e epoxi e por exemplo pode ser feita menção de metileno-bisacrilamida (MBA), trialilamina, ou por macro iniciadores tais como poliperóxidos, poliazóis e poliagentes de transferência tais como polímeros de polimercaptano.
[0052] De acordo com a invenção, o polímero solúvel em água não é reticulado. Pode ser linear ou estruturado, isto é, ramificado, em forma de estrela, associativo (contendo grupos hidrófobos), sensível ao calor (com grupos com uma LCST) ou em forma de pente.
[0053] De acordo com o conhecimento geral de um especialista na técnica, os grupos de LCST correspondem a grupos cuja solubilidade em água para uma concentração determinada é modificada para além de uma certa temperatura e em função da salinidade. Este é um grupo tendo uma temperatura de transição de aquecimento que define a sua falta de afinidade com o meio solvente. A falta de afinidade com o solvente resulta em
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11/25 opacificação ou perda de transparência, o que pode ser devido a uma precipitação, agregação, gelificação ou viscosificação do meio. A temperatura mínima de transição é conhecida como “LCST” (Temperatura de Solução Crítica Inferior). Para cada concentração do grupo LCST, uma temperatura de transição de aquecimento é observada. Ela é maior que a LCST, que é o ponto mais baixo da curva. Abaixo desta temperatura, o polímero é solúvel em água, acima desta temperatura, o polímero perde a sua solubilidade em água.
[0054] Polímero estruturado denota um polímero não linear que tem cadeias laterais de tal modo que, quando o referido polímero é dissolvido em água, um elevado estado de entrelaçamento conduzindo a viscosidades com gradientes significativamente baixos é obtido.
[0055] A principal função dos polímeros de acordo com a invenção é viscosificar as águas injetadas nos reservatórios contendo óleo para assegurar o controle da mobilidade sem a necessidade de recorrer à reticulação, ou seja, uma ponte química intercadeias.
[0056] Para alcançar uma estrutura e química idênticas, a viscosidade é maior quando o tamanho da cadeia do polímero é longo. Isso está relacionado aos entrelaçamentos físicos entre as cadeias, criando uma resistência à mobilidade molecular, que gera viscosidade. No contexto da presente invenção, é portanto vantajoso usar polímeros com um elevado peso molecular.
[0057] “Alto peso molecular” significa pesos moleculares de pelo menos 1 milhão g/mol, preferivelmente entre 2 e 40 milhões g/mol, mais preferivelmente entre 5 e 30 milhões g/mol. Peso molecular é entendido como peso molecular médio em peso.
[0058] De acordo com a invenção, os polímeros solúveis em água usados não requerem um desenvolvimento particular do método de polimerização. Podem ser obtidos usando todas as técnicas de polimerização bem conhecidas pelos especialistas na matéria, resultando em um polímero
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12/25 em forma de pó: polimerização em gel seguida pelas etapas de secagem e trituração; polimerização por precipitação; polimerização em solução, seguida por uma etapa de secagem por pulverização; polimerização em suspensão inversa para obtenção de micropérolas; polimerização micelar, que pode ou não ser seguida por uma etapa de precipitação; polimerização pós-hidrólise ou co-hidrólise; a chamada polimerização radicular “modelo”, ou polimerização radicular controlada, mais particularmente o tipo RAFT (Transferência Reversível de Cadeia por Adição-Fragmentação).
[0059] O modo preferido de produção é o método de gel seguido por secagem e moagem de modo a obter partículas de polímero com o tamanho médio desejado.
[0060] De acordo com uma forma de realização preferida, a suspensão multifásica em partículas compreende entre 20 e 40% em peso de pelo menos um sal de metal alcalino e/ou de pelo menos um sal de metal alcalino-terroso.
[0061] Embora seja possível obter suspensões multifásicas em partículas satisfatórias com qualquer tipo de sais de metais alcalinos e/ou alcalino-terrosos, a natureza do (s) sal (s), bem como a razão de um para o outro, permite obter suspensões multifásicas em partícula mais satisfatórias, particularmente em termos da estabilidade da suspensão ao longo do tempo, facilidade de implementação da suspensão na aplicação e injetividade.
[0062] De maneira vantajosa, o sal de metal alcalino e/ou o sal de metal alcalino-terroso é um sal de um halogeneto.
[0063] De um modo preferido, o sal de metal alcalino-terroso é o CaCL ou CaBri, ou uma mistura dos dois e, de um modo preferido, uma combinação dos dois. Ainda mais preferivelmente, a razão entre CaCL e CaBri está entre 10:1 e 1:2, preferivelmente entre 8:1 e 2:1. Estas formas de realização permitem obter melhores níveis de desempenho.
[0064] A suspensão multifásica em partículas de acordo com a
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13/25 invenção também compreende pelo menos um agente de viscosificação diferente do polímero solúvel em água. Embora muitos tipos de agentes de viscosificação sejam apropriados para formular uma suspensão satisfatória, o Requerente observou que os níveis de desempenho foram melhorados quando o agente de viscosificação era um derivado de celulose, e mais preferivelmente hidroxi celulose e um derivado de hidroxi celulose, e ainda mais preferivelmente hidroxietil celulose .
[0065] E, no entanto, possível usar silicas e bentonitas, mas estas podem ter um impacto negativo na injetividade.
[0066] A suspensão multifásica em partículas de acordo com a invenção compreende, de preferência, entre 0,01 e 5% em peso de agente de viscosificação, mais preferivelmente entre 0,1 e 1 % em peso.
[0067] A suspensão multifásica em partículas de acordo com a invenção tem uma densidade entre 1,1 e 2, preferivelmente entre 1,3 e 1,9 kg/1.
[0068] A suspensão multifásica em partículas de acordo com a invenção compreende mais de 10% em peso de água, preferivelmente mais de 15%, ainda mais preferivelmente mais de 20%.
[0069] O perito na técnica saberá como ajustar a percentagem em peso de cada um dos componentes da suspensão multifásica em partícula de tal modo que a soma das percentagens seja igual a 100.
[0070] A suspensão multifásica em partícula possui uma viscosidade entre 0,5 Pa-s e 0,02 Pa-s (500 cps e 20000 cps). De preferência, a sua viscosidade é entre 1 e 8 Pa-s (1000 e 8000 cps).
[0071] A suspensão multifásica em partículas de acordo com a invenção é preparada misturando primeiro água e sal (sais), depois adicionando o agente de viscosificação e por fim as partículas de polímero solúveis em água. A preparação da suspensão é preferivelmente feita de tal modo que antes da adição das partículas de polímero solúvel em água, a
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14/25 densidade do líquido em que as partículas são adicionadas é entre 1,1 e 2 kg/1, preferivelmente entre 1,3 e 1,9 kg/1.
[0072] Em uma forma de realização particularmente vantajosa, a suspensão multifásica em partículas compreende:
a 60% em peso de pelo menos um copolímero solúvel em água na forma de uma partícula sólida com um tamanho médio entre 5 e 500 pm, o referido copolímero sendo um copolímero de acrilamida e ácido acrílico pós-hidrolisado ou não pós-hidrolisado, ou um copolímero de acrilamida e ATBS pós-hidrolisado ou não pós-hidrolisado, ou um terpolímero de acrilamida, ácido acrílico e ATBS pós-hidrolisado ou não póshidrolisado, o referido polímero tendo um peso molecular de entre 5 e 40 milhões g/mol;
a 45% em peso de uma mistura de CaCE e CaBr2 em uma razão em peso entre 10:1 e 1:2;
0,01 a 5% em peso de hidroxi celulose, pelo menos 10% em peso de água, e a referida suspensão com uma viscosidade Brookfield entre 0,5 e 0,02 Pa· s (500 e 20.000 cps), e a referida suspensão tem uma densidade entre 1,1 e 2 kg/1. [0073] A presente invenção também se refere a um processo para recuperação aprimorada de petróleo compreendendo as seguintes etapas:
preparar um fluido de injeção misturando uma suspensão multifásica em partículas aquosa de acordo com a invenção, com água ou salmoura;
injetar o fluido de injeção em um reservatório;
recuperar a mistura aquosa e oleosa e/ou gasosa.
[0074] De um modo preferido, o fluido de injeção contém menos sais (percentagem em peso inferior) do que a suspensão multifásica em partículas. [0075] Uma das principais vantagens da suspensão de polímero e do
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15/25 método de acordo com a invenção é a capacidade para preparar rápida e facilmente um fluido de injeção na forma concentrada em polímero solúvel em água.
[0076] Assim, o processo de recuperação de aprimoramento de petróleo é mais simples, uma vez que não usa equipamentos pesados para implementar a forma na qual o polímero é entregue aos campos de petróleo. E mais rápido e minimiza o tempo de preparação das soluções de polímero, sem criar problemas de propagação no reservatório. E como as suspensões têm altas densidades, e as suspensões contêm entre 300 e 750 kg de polímero ativo por m3 de suspensão, que é uma grande quantidade de polímero em volume de produto entregue (a suspensão), ocupa muito menos espaço.
[0077] Em uma forma de realização preferida, a mistura da suspensão com água ou salmoura é feita durante menos de uma hora, preferivelmente durante menos de 10 minutos.
[0078] No caso em que o transporte da mistura assim obtida é curto, cerca de vários minutos, então o fluido de injeção preparado a partir da mistura pode ser injetado menos de 1 hora, ou mesmo menos de 15 minutos após a mistura entre a suspensão multifásica e a água ou salmoura começa. Esse curto período de tempo é particularmente vantajoso para otimizar os fluxos de materiais nessas operações de recuperação aprimoradas de petróleo, que geralmente são complexas.
[0079] Em uma forma de realização preferida, a mistura entre a suspensão multifásica e a água ou salmoura é feita parcialmente em um misturador estático ou dinâmico, ou num tanque agitado, ou em um dispositivo de dispersão para suspensão de polímero em partículas.
[0080] Em uma forma de realização preferida, a suspensão multifásica é misturada com água ou uma salmoura contendo menos sais do que a suspensão multifásica para produzir uma composição intermediária, a referida composição intermediária sendo misturada em seguida com água ou uma
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16/25 salmoura contendo menos sais do que a suspensão multifásica para produzir o fluido de injeção.
[0081] Em uma forma de realização preferida, a suspensão multifásica é adicionada em linha em um tubo que transporta água ou uma salmoura formando um fluido de injeção, sendo o referido fluido de injeção bombeado diretamente para o reservatório, sem qualquer etapa de mistura além da turbulência no tubo.
[0082] Em geral, antes da injeção, o fluido de injeção contém entre 20 ppm e 5000 ppm em peso de um ou vários copolímeros solúveis em água como previamente descrito, de preferência entre 300 ppm e 4000 ppm.
[0083] As técnicas SP (polímero tensoativo) e ASP (polímero tensoativo alcalino), bem conhecidas pelos especialistas na técnica, podem ser implementadas com o mesmo princípio de acordo com a invenção. Do mesmo modo, os polímeros que viscosificam o fluido de injeção podem ser protegidos utilizando as técnicas descritas no documento WO2010/133258.
[0084] Vantajosamente, no momento da injeção, o fluido de injeção tem uma viscosidade entre 10'3 e 0,2 Pas (1 e 200 cps (centipoises)) (medições de viscosidade a 20°C com um viscosímetro Brookfield com um fuso UL e a uma velocidade de 6 rpm).
[0085] No contexto da invenção, o fluido de injeção é em seguida injetado em um depósito de petróleo, isto é, em um reservatório (ou formação subterrânea), usando uma técnica conhecida pelo perito na técnica em métodos de recuperação aprimorada de petróleo “RAP” ou “EOR”. A preparação é feita no local, apenas a montante de sua injeção no depósito. Em geral, todos os componentes introduzidos na água ou na salmoura para formar o fluido de injeção são mais frequentemente adicionados em uma linha de circulação da solução aquosa ou da salmoura.
[0086] A suspensão de acordo com a invenção pode ser usada em todos os campos em que polímeros solúveis em água com alto peso molecular
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17/25 são usados, como por exemplo, operações de perfuração, fraturamento hidráulico e tratamento de efluentes de mineração, bem como tratamento de água, fabricação de papel e construção.
[0087] A suspensão de acordo com a invenção é de particular interesse em diferentes campos tais como operações de perfuração, fraturação hidráulica e tratamento de efluentes de mineração. Uma das principais vantagens da forma de polímero de acordo com a invenção é a sua capacidade de ser preparada de forma rápida e fácil, em uma concentração de polímero solúvel em água que se transporta facilmente.
[0088] Como resultado, os processos descritos acima de acordo com a invenção são mais simples, uma vez que não usam equipamento pesado para implementar a forma em que o polímero é entregue. São mais rápidos, ocupam menos superfície e permitem minimizar o tempo de preparação das soluções de polímero. Esses são ativos inestimáveis nessas indústrias.
[0089] Assim, a presente invenção também se refere ao uso da suspensão multifásica de acordo com a invenção em uma operação de perfuração. Mais especificamente, a invenção também se refere ao uso da suspensão multifásica de acordo com a invenção para preparar uma composição de um fluido de perfuração aquoso, vulgarmente designado por “lama de perfuração”, usado para perfurar um poço subterrâneo, um túnel, uma vala ou uma pilha. Isso pode envolver perfuração direcional vertical (VDD) ou perfuração direcional horizontal (HDD). As indústrias de engenharia civil e recuperação de petróleo e gás são particularmente afetadas por esses tipos de perfuração.
[0090] A suspensão de acordo com a invenção pode ser usada sozinha como componente primário da lama de perfuração ou como um aditivo em uma lama de perfuração existente formulada com pelo menos um outro material ativo tal como: bentonita, sepiolita, atapulgita, tensoativos, água ou um polímero.
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18/25 [0091] Os especialistas geralmente concordam que um sistema rotativo é a forma correta de perfurar uma pilha, um poço de petróleo ou gás. Este sistema é baseado na rotação de uma coluna de perfuração na base da qual uma broca de perfuração multiponta, um balde ou um parafuso, em particular do tipo rosca sem fim, estão ligados. Enquanto a broca, o parafuso ou o balde perfuram a rocha, os detritos acumulam-se continuamente à medida que a perfuração progride.
[0092] Como resultado, um líquido de perfuração deve ser usado, inter alia, para trazer esses detritos de volta à superfície para que possam ser eliminados, para que a broca possa continuar a trabalhar e o furo de perfuração possa ser mantido limpo e livre de detritos em todos os momentos.
[0093] A “lama” de perfuração líquida também deve garantir a estabilidade do furo de perfuração à medida que a perfuração avança, e durante as fases de parada, mantendo os detritos ou “cortes” em suspensão.
[0094] A “lama” de perfuração líquida também deve inibir o inchaço das argilas, impedindo que a broca bloqueie.
[0095] No contexto do uso para tunelamento, a suspensão de acordo com a invenção toma possível ajustar a viscosidade da lama de escavação e controlar a pressão na câmara de escavação com grande precisão.
[0096] Outros dispositivos de perfuração que não o dispositivo rotativo, como o balde e o cortador hidráulico, às vezes são usados durante as operações de perfuração. Esses dispositivos exigem sempre a presença de um fluido de perfuração, ou “lama de perfuração”, para eliminar os detritos do orifício perfurado ou outras funções relacionadas aos fluidos de perfuração.
[0097] A suspensão de acordo com a invenção é particularmente vantajosa como um ingrediente de uma composição de um líquido de perfuração aquoso, tanto em termos de facilidade de implementação e desempenhos de aplicação obtidas.
[0098] A suspensão de acordo com a invenção permite que polímeros
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19/25 com um elevado peso molecular sejam usados com grande facilidade de implementação, e uma viscosidade mais elevada em uma dosagem equivalente a ser obtida.
[0099] A suspensão de acordo com a invenção é particularmente eficaz quando a operação de perfuração é feita em solo poluído, particularmente pela presença de cátions divalentes, água com alta salinidade, poluição por cimento ou qualquer outro contaminante que forneça um excesso de eletrólito (s) responsável pela destruição da viscosidade por neutralização do polímero.
[00100] A presente invenção também se refere ao uso da suspensão multifásica de acordo com a invenção em uma operação de fraturamento hidráulico, em particular de reservatórios de petróleo e gás não convencionais. O documento WO2013/150203 descreve esta tecnologia e uma composição polimérica particularmente vantajosa.
[00101] A produção de petróleo e gás contida em reservatórios não convencionais está em desenvolvimento há vários anos e exige que as fraturas sejam abertas no reservatório para produzir economicamente petróleo e gás. O objetivo da fraturação hidráulica é criar uma permeabilidade extra e criar superfícies mais amplas para a produção de petróleo e gás. De fato, a baixa permeabilidade, as barreiras naturais em camadas compactas, a impermeabilização por operações de perfuração e restringe grandemente a produção. O petróleo e gás contido no reservatório não convencional não pode migrar facilmente da rocha para o poço sem estimular o reservatório por fraturamento hidráulico.
[00102] Essas operações consistem em injetar água em alta pressão e vazão muito alta, de modo a criar fraturas espalhadas perpendicularmente nos poços de produção. Geralmente, o processo tem várias etapas para criar fraturas ao longo do comprimento do poço horizontal, o que permite que o volume máximo do reservatório seja coberto. Para manter essas fraturas
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20/25 abertas, um agente de sustentação é adicionado (areia, materiais plásticos ou cerâmicas calibradas) de maneira a evitar o fechamento dessas fraturas e manter a capilaridade criada uma vez que a injeção termine.
[00103] A água sozinha não é suficiente para obter uma boa fratura em alta pressão devido a perdas de carga por fricção, por um lado, e boa eficiência de colocação do agente de sustentação devido à sua baixa viscosidade, por outro lado. Isso limita sua capacidade de fraturar o reservatório de forma eficaz e manter o agente de sustentação nas fraturas. Para resolver este problema, foram desenvolvidos fluidos de fraturação que contêm compostos redutores e viscosificantes redutores de fricção à base de polímeros.
[00104] Entre os compostos viscosificantes de soluções aquosas que pertencem ao estado da técnica, os polímeros sintéticos baseados em acrilamida são particularmente conhecidos, e aqueles modificados pela introdução de grupos hidrofóbicos são especialmente vantajosos.
[00105] A suspensão de acordo com a invenção é particularmente vantajosa tanto em termos de facilidade de implementação como nas aplicações de desempenho obtidas. A melhoria das propriedades de sustentação e a redução das perdas de carga podem ser citadas.
[00106] A presente invenção também se refere ao uso da suspensão multifásica de acordo com a invenção em uma operação de tratamento de efluentes de mineração. O documento WO2014/736624 descreve esta tecnologia e uma composição polimérica particularmente vantajosa.
[00107] O tratamento desses resíduos e outros materiais residuais tomou-se um problema técnico, ambiental e de ordem pública. O uso de polímeros sintéticos ou naturais, como coagulantes e floculantes, para separar os sólidos do líquido é uma prática corrente.
[00108] A suspensão de acordo com a invenção é particularmente vantajosa, tanto em termos de facilidade de execução como no desempenho
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21/25 da aplicação obtida. A melhoria da separação do sólido líquido e a maior clareza da água extraída podem ser citadas, por exemplo.
[00109] O uso da suspensão multifásica de acordo com a invenção tem uma vantagem em uma técnica particular para o tratamento de efluentes de mineração. Isso consiste em combinar um floculante ou um coagulante com um efluente de mineração e, em seguida, descarregar esse efluente tratado sob a água.
[00110] Mais especificamente, um efluente de mineração é transportado para uma zona de descarga que consiste em uma zona aquática, como uma lagoa ou lago. Durante o transporte, o efluente de mineração é tratado com um floculante ou coagulante. O efluente assim tratado é descarregado na zona aquática, perto do nível da água ou abaixo do nível da água, de tal modo que o efluente tratado flui e cai na zona aquática, onde a parte sólida assenta no fundo, e a parte aquosa está na água da zona aquática. Em outras palavras, se o efluente é transportado para um oleoduto, a saída do tubo através do qual o efluente tratado sai está posicionada perto da zona aquática ou submersa na zona aquática. De preferência, o efluente tratado sai diretamente para a zona aquática, abaixo do nível da água. Neste caso, a profundidade de submersão da mangueira é preferivelmente de 0,1 a 10 metros.
[00111] Assim, a invenção também se refere a um processo para tratar um efluente de mineração, compreendendo as seguintes etapas:
combinar a suspensão de acordo com a invenção ou uma solução aquosa preparada a partir da referida suspensão, com um efluente de mineração;
descarregar o efluente assim tratado em uma zona aquática, próxima ou abaixo do nível da água, de tal modo que o efluente tratado flua e caia na zona aquática em que a parte sólida assenta no fundo, e a parte aquosa encontra-se na água do zona aquática.
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22/25 [00112] Bastante surpreendentemente, o uso da suspensão multifásica de acordo com a invenção neste processo toma possível tratar eficazmente o efluente de mineração. A compactação durante a sedimentação é melhorada, assim como a qualidade da água.
[00113] A invenção e os benefícios resultantes tomar-se-ão mais claros a partir dos exemplos seguintes, suportados pelas figuras.
[00114] A Figura 1 é um gráfico que mostra a evolução da perda de carga em função da quantidade de fluido de injeção medida em volume equivalente ao volume de poro, para um fluido de injeção A contendo 2000 ppm de polímero solúvel em água e preparado a partir da suspensão de partículas de terpolímero de acrilamida, ácido acrílico e ATBS com um peso molecular de 12 milhões g/mol, suspensos em um óleo.
[00115] A Figura 2 é um gráfico que mostra a evolução da perda de carga em função da quantidade de fluido de injeção medida em volume equivalente ao volume de poro, para um fluido de injeção B contendo 2000 ppm de polímero solúvel em água e preparado a partir de uma suspensão multifásica em partícula de acordo com a invenção e em que o polímero solúvel em água é um terpolímero de acrilamida, ácido acrílico e ATBS com um peso molecular de 12 milhões g/mol.
EXEMPLOS [00116] A injeção de polímero em meio poroso é um bom método para garantir a boa propagação de moléculas dentro do reservatório com danos mínimos. A injetividade é avaliada através da medição das perdas de carga gravadas continuamente através de sensores de pressão colocados em ambos os lados do sistema.
[00117] Uma boa propagação geralmente resulta em uma rápida estabilização das perdas de carga ao longo do tempo. Por outro lado, uma subida de pressão constante é a prova de entupimento gradual do meio poroso, o que pode causar danos irreversíveis ao reservatório e a
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23/25 impossibilidade de continuar a injeção, resultando no encerramento do processo de recuperação aprimorado de petróleo.
[00118] A injeção dos fluidos de injeção foi feita com rochas do tipo Bentheimer saturadas com água.
[00119] O procedimento usado é descrito abaixo:
Preparar a amostra de rocha Bentheimer (9 cm de comprimento, 2,4 cm de diâmetro). A amostra é seca em um forno a 50°C durante a noite, depois o peso seco é medido;
Saturação da amostra de rocha com água do mar sintética contendo 30.000 ppm de NaCl e 3.000 ppm de CaCh, usando uma bomba de vácuo. O peso úmido é registrado e o volume poroso deduzido;
A amostra de rocha é colocada em uma luva dentro de uma célula selada do tipo Hassler à temperatura ambiente. Uma contrapressão de 30 bar é aplicada na célula para restringir a rocha na luva;
Diferentes taxas de fluxo de salmoura são aplicadas usando uma bomba, e as perdas de carga dentro do meio poroso são lidas. Permeabilidade da rocha é calculada usando a lei de Darcy;
K fp 1 - ΡΪ1 A
Q = —---— onde: Q é a taxa de fluxo (cm3/s)
K é a permeabilidade (Darcy) (P1-P2) é a perda de carga dentro da amostra (atm/cm) A representa a seção da amostra de rocha (cm2) μ é a viscosidade do fluido injetado (centipoise) Léo comprimento da amostra de rocha (cm)
Em seguida, a injeção do fluido de injeção é feita sobre vários volumes porosos (15) na concentração de 2000 ppm. Um volume poroso corresponde ao volume vazio dentro da rocha, calculado subtraindo-se o peso seco do peso úmido da rocha.
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24/25 [00120] A perda de carga é registrada continuamente. Isso resulta em um gráfico com as perdas de carga em mbar no eixo geométrico y e o número de volumes porosos injetados no eixo geométrico x. As injeções são feitas a 25°C.
[00121] Em ambos os casos seguintes, o tamanho médio de partícula do polímero solúvel em água é de 160 pm.
[00122] Em um contraexemplo, um fluido de injeção A é preparado a partir de uma mistura de partículas de terpolímero de acrilamida, ácido acrílico e ATBS com um peso molecular de 12 milhões g/mol, suspensas em um óleo dopado com bentonita, compreendendo a referida suspensão 30% em peso de polímero e 66% de solvente orgânico (Exxsol D100) e 4% em peso de bentonita.
[00123] O perfil de injeção do fluido de injeção A mostra um aumento constante na perda de carga. Este aumento demonstra a fraca propagação do fluido de injeção A, que gradualmente conecta a rocha. Aplicado em um campo de petróleo, isso pode causar danos irreversíveis e levar a uma perda total de injetividade.
[00124] Em um exemplo de acordo com a invenção, um fluido de injeção B é preparado a partir de uma suspensão multifásica em partículas de acordo com a invenção de partículas de terpolímero de acrilamida, ácido acrílico e ATBS com um peso molecular de 12 milhões g/mol, compreendendo a referida suspensão (em peso): terpolímero a 36%, CaCE a 25%, CaBri a 18% e hidroxietil celulose a 0,05%.
[00125] O perfil de injeção do fluido de injeção B mostra uma estabilização da perda de carga após a injeção de volume de fluido equivalente a 3 volumes de poro. A perda de carga em seguida permanece estável durante a injeção, demonstrando uma muita boa propagação do fluido de injeção B.
[00126] A suspensão multifásica de acordo com a invenção tem a
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25/25 vantagem de ser estável por mais de 6 meses. Não contém solvente ou tensoativo que possa ser prejudicial durante a injeção. E preparado rapidamente sem a necessidade de um dispositivo de preparação de solução complexo.
[00127] O uso desta suspensão multifásica em partículas em um método de recuperação aprimorado de petróleo toma possível simplificar a etapa de preparação do fluido de injeção e possibilita alcançar excelentes resultados em injetividade.

Claims (18)

1. Suspensão multifásica em partículas aquosa, caracterizada pelo fato de que compreende:
15 a 60% em peso de pelo menos um polímero solúvel em água na forma de partículas sólidas com tamanho médio compreendido entre 5 e 500 pm;
15 a 45% em peso de pelo menos um sal de metal alcalino e/ou de pelo menos um sal de metal alcalino-terroso;
pelo menos um agente de viscosificação diferente do polímero solúvel em água;
pelo menos 10% em peso de água; e a referida suspensão com uma viscosidade de Brookfield compreendida entre 0,5 e 0,02 Pas (500 e 20.000 cps), e a referida suspensão tendo uma densidade compreendida entre
1,1 e 2 kg/1.
2. Suspensão multifásica em partículas de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que a suspensão multifásica em partículas contém menos de 1% em peso de solvente e menos de 0,5% em peso de tensoativo.
3. Suspensão multifásica em partículas de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizada pelo fato de que o tamanho médio das partículas de polímero solúvel em água está entre 10 pm e 400 pm, preferivelmente entre 50 pm e 200 pm.
4. Suspensão multifásica em partículas de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizada pelo fato de que o polímero solúvel em água é preferivelmente um polímero aniônico à base de acrilamida, preferivelmente um copolímero de acrilamida e ácido terciário butil sulfônico de acrilamida (ATBS) opcionalmente parcialmente hidrolisado mais preferivelmente um terpolímero de acrilamida, ácido acrílico e ácido
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2/4 terciário butil sulfônico de acrilamida (ATBS), e em que o polímero solúvel em água tem um peso molecular entre 2 e 40 milhões g/mol.
5. Suspensão multifásica em partículas de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizada pelo fato de que o sal de metal alcalino-terroso é CaCI2 ou CaBr2, ou uma mistura dos dois.
6. Suspensão multifásica em partículas de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizada pelo fato de que o sal de metal alcalino-terroso é uma mistura de CaCl2 ou CaBr2, e em que a razão entre CaCl2 e CaBr2 está entre 10:1 e 1:2, preferivelmente entre 8:1 e 2:1.
7. Suspensão multifásica em partículas de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizada pelo fato de que o agente de viscosificação diferente do polímero solúvel em água é um derivado de celulose, preferivelmente o hidroxietil celulose.
8. Suspensão multifásica em partículas de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizada pelo fato de que a quantidade de agente de viscosificação, diferente do polímero solúvel em água, é entre 0,01 e 5%.
9. Suspensão multifásica em partículas de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizada pelo fato de que a densidade da suspensão está compreendida entre 1,3 e 1,9 kg/1.
10. Processo para recuperação aprimorada de petróleo, caracterizado pelo fato de que compreende as seguintes etapas:
preparar um fluido de injeção misturando uma suspensão multifásica em partículas aquosa como definida em qualquer uma das reivindicações 1 a 9, com água ou salmoura;
injetar o fluido de injeção em um reservatório;
recuperar uma mistura aquosa e oleosa e/ou gasosa.
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11. Processo de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que a mistura da suspensão e da água ou salmoura é realizada por menos de 1 hora, preferivelmente por menos de 10 minutos.
12. Processo de acordo com a reivindicação 10 ou 11, caracterizado pelo fato de que a suspensão multifásica é misturada com água ou salmoura contendo menos sais do que a suspensão multifásica para produzir uma composição intermediária, a referida composição intermediária misturada em seguida com água ou salmoura contendo menos sais do que a suspensão multifásica para produzir o fluido de injeção.
13. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 a 12, caracterizado pelo fato de que a suspensão multifásica é adicionada em linha em um tubo transportando a água ou uma salmoura formando um fluido de injeção, o referido fluido de injeção sendo injetado diretamente no reservatório, sem qualquer etapa de mistura além das turbulências no tubo.
14. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 a 12, caracterizado pelo fato de que a mistura entre a suspensão multifásica e a água ou salmoura é feita parcialmente em um misturador estático ou dinâmico, ou em um tanque agitado, ou em um dispositivo de dispersão para suspensão de polímero em partículas.
15. Uso da suspensão multifásica como definida em qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizado pelo fato de que é em uma operação de perfuração.
16. Uso da suspensão multifásica como definida em qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizado pelo fato de que é em uma operação de fraturamento hidráulico.
17. Uso da suspensão multifásica como definida em qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizado pelo fato de que é em uma operação de tratamento de efluentes de mineração.
18. Processo para o tratamento de um efluente de mineração,
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4/4 caracterizado pelo fato de que compreende as seguintes etapas:
combinar a suspensão como definida em qualquer uma das reivindicações 1 a 9, ou uma solução aquosa preparada a partir da referida suspensão, com um efluente de mineração;
descarregar o efluente assim tratado em uma zona aquática, próximo do nível da água ou abaixo do nível da água, de tal modo que o efluente tratado flua e caia na zona aquática em que a parte sólida assenta no fundo e a parte aquosa fica na água da zona aquática.
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